135MW机组滑压运行的经济性分析及优化

【摘要】本文以135MW机组滑压运行的经济性分析及优化的意义为基础，着重分析了35MW机组滑压运行中存在问题，以实际为出发点对135MW机组滑压运行的经济性分析及优化进行了探讨。

【关键词】135MW机组，滑压运行，经济性优化

中图分类号：TV文献标识码： A

一、前言

135MW机组滑压运行的经济性分析管理工作的主要任务是运用科学的方法，不断对135MW机组滑压运行的经济性进行优化，卓有成效地开展优化工作。

二、135MW机组滑压运行的经济性分析及优化的意义

随着大容量机组的日益增多，135MW等小容量机组已由过去的电网主力机组转变为调峰机组。必须时常在135～70MW负荷之间作大幅度的变工况运行。这时若采用定压运行方式，在负荷变化较大的情况下，其经济性差的问题已越显突出。因为在变工况额定汽压运行方式下，低负荷时机组的运行出力已大大偏离其经济出力，汽机调门的节流损失将明显影响机组的经济效率，这从机组的运行数据和热力试验结果都已充分表明。因此，在负荷变化较大的变工况运行时采用保持额定压力的定压运行方式是不经济的，造成机组日平均效率降低、发供电煤耗上升，从而导致发电成本的增加。另外，定压低负荷运行还造成给水泵的能耗增大。我国电网容量在日益的扩大，汽轮发电机组的经济性运行亦得到发展。如果机组一直在负荷较低的状态运行，再加上设计上出现偏离的情况，会降低热经济性。一般造成低负荷运行的经济性存在几方面的原因，运行的方式、设备情况以及设计等方面都会对其造成一定的影响，进而必须要随时对运行方式进行有效地调整。而机组在滑压运行时，只有通过运行方法以及它的热经济性作用才能更好地减少能耗。

三、35MW机组滑压运行中存在问题

1、滑压运行时，机组负荷越低，新汽压力也越低

新汽初压降低将使每千克蒸汽的可用能(理想焓降)减少，因而机组的循环热效率降低，这是采用滑压运行的主要缺点。因此，是否采取滑压运行方式应综合考虑汽轮机内效率提高方面的收益和由于机组循环热效率降低而引起的损失间的关系。

2、滑压运行的机组对电网调频的适应性较差

因为当机组负荷增大时，锅炉必须加强燃烧以提高汽压，此时锅炉的储热能力不仅无法被利用，还因压力的提高而需继续储蓄一部分热量，从而降低了机组负荷变化的响应能力。

3、滑压运行至低负荷70MW区间

给水泵出口的母管压力降至9.6MPa，低于给水泵低压力联锁定值13.8MPa。为防止备用给水泵启动，只能将给泵联锁解除，而当负荷上升后需压力升至14.8MPa才能恢复给泵的联锁功能，给泵联锁的解除使机组的安全性受到一定的影响。

4、AGC方式下

负荷速率变化达3MW/min，锅炉的自动调节比较难适应，一则主蒸汽压力比较难迅速根据负荷变化调整到相应的压力值，汽压波动较大。二则在大幅度增加负荷时，燃料量及风量的迅速增加，加之压力扰动因素，对主汽温度的变化也影响较大，若主汽减温水调节控制反应迟缓，易造成主汽温度超温。再则，如给水压力也采取降压方式，在汽压扰动时易影响主汽减温水量的控制，造成主汽温度更难控制。

5、低负荷的适应性不强

当负荷低于70MW时，高压缸差胀已达0.02mm，调门控制方式需要由多阀改为单阀控制，以控制差胀向负方向发展，这样的控制方式节流损失更大。

四、135MW机组滑压运行的经济性分析及优化

1、减少凝汽器端差，保证最有利真空

根据135MW机组真空严密性试验的结果和循环水进出水温差的比较分析，我们认为135MW机组正常运行中影响端差指标的原因之一是胶球清洗效果不理想。从135MW机组投产以来，虽然凝汽器胶球清洗的收球率达90%以上，但清洗效果并不理想。那是因为在收球时采用了人工调节循环水压力的方法，使得凝汽器循环水进出口压差增加。表面上看胶球清洗后收球率还可以，而实际上胶球系统运行时大多数胶球未参加清洗，胶球可能积压在凝汽器某一部位或是由于循环水压力差不够堵在凝汽器铜管中。

针对这种情况，利用机组低负荷时，进行了胶球清洗试验。试验前凝汽器南北侧各放入400只胶球。首先在不进行水量调整的情况下，对胶球系统进行检查，发现凝汽器北侧的胶球在系统中不循环，南侧胶球系统运行也不正常，凝汽器真空和端差也没有明显变化。因此，我们判定凝汽器南、北侧进出水压差小，胶球停留在凝汽器中或胶球系统的死角中。其次进行了约2小时的循环水量较大幅度调整，凝汽器两侧胶球循环正常，收球时发现南北侧胶球清洗收球率均超过100%。在热电负荷相同循环水量不变的情况下，135MW机组凝结器端差从7℃降至今5.1℃，真空度提高了近1%。

根据现场胶球系统运行的实际情况及胶球清洗实验的数据分析，我们找到了影响胶球清洗效果的根本原因，即循环水压差小，使胶球停留在凝汽器和胶球系统的死角中。掌握了减小凝汽器端差，保证最有利真空的方法。从而降低了蒸汽终参数、降低了发电成本。根据等效焓降法计算真空度每提高1%，标准煤耗下降3.65g/kwh。若135MW机组满负荷运行则可节约标准煤：0.45t/h以上，若燃用5000大卡的原煤（500元/T）则可节约人民币315元/h，若每年按这样的情况为1000小时算（只有42天不到），每年可节约发电成本31.5万元。

2、消除系统内外漏，减少系统不明泄漏量

热力系统存在内外泄漏，不仅增加了汽水和热能损失，而且使泵浦耗功增加。因此消除系统内外泄漏、减少系统不明泄漏量对减少汽水损失和厂用电耗，提高机组运行的经济性有着十分重要的意义。

3、改进热力系统减少给泵耗电

给泵电耗占厂用电耗的30%―35%，因此减少给泵电耗，对降低厂用电率有着重要的意义。虽然采用了调速给水泵有利于机组运行中减少给泵耗电率，但在机组启停过程中，减少给泵耗电率，降低发电成本仍然有相当大的节能潜力。

4、根据季节特点，加强循环水调度，以提高机组的经济性

#8、9机组满负荷正常运行，循环水泵#1、4、5运行，正常运行时，保证#8、9机组循环水母管压力0.5Mpa以上，进入6月份以来，电负荷变化较大，同时循环水进水温度不断提高，根据#8、9机组辅机运行的实际情况，及时增开循环水泵以提高机组的真空度，提高了机组的经济性。

5、根据机组负荷情况，调整汽封至下级抽汽隔离阀

进入夏季以来，机组一直持续高负荷运行。我们针对机组持续高负荷运行的特点和机组轴封系统安装的结构布置进行分析，机组高压轴封第一腔室漏汽至三级抽汽，轴封第二腔室漏汽至六级抽汽，机组负荷高，说明机组各监视端压力都比较高，哪么机组轴封漏汽量就有一定程度的增加，虽然漏汽都能回收，从外表看，热量没有损失，但实际损失的是压力能，即用高级蒸汽至回热系统加热水，是一种能源损失，因此我们根据这种情况，即时加以分析，将轴封至三、六级抽汽的隔离门关小，以减少能源损失，提高机组经济性。由于轴封漏汽系统上没有加装流量表，根据同类机组的试验的数据情况，135MW机组在高负荷状态时的轴封漏汽量约为10T/h，经过调整后，按轴封漏汽量少漏三分之一算，可节约高级蒸汽3T/h，可实际增加收入30元/h。若按年高负荷发电时间为2000小时算，年可节约发电成本6万元。

五、结束语

生产力的竞争愈演愈烈，生产企业为了在竞争中能够生存、发展，在对生产项目实施的全过程中，为了实现项目的总目标，确保质量，降低成本，必须对工135MW机组滑压运行的经济性进行优化。

参考文献

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